Bài viết Lựa chọn dung dịch khoan cho các giếng khoan có hàm lượng khí CO2 cao tại bể sông Hồng đề xuất phương án lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp sử dụng trong quá trình thi công khoan qua các giếng khoan có hàm lượng khí CO2 cao tại bể Sông Hồng để góp phần giảm thiểu rủi ro và nâng cao hiệu quả thi công khoan.
THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2022, trang 10 - 18 ISSN 2615-9902 LỰA CHỌN DUNG DỊCH KHOAN CHO CÁC GIẾNG KHOAN CĨ HÀM LƯỢNG KHÍ CO2 CAO TẠI BỂ SƠNG HỒNG Ngô Hữu Hải1, Nguyễn Trọng Tài2, Nguyễn Thế Vinh3, Trương Văn Từ3 Cơng ty Điều hành Dầu khí Biển Đông Zarubezhneft E&P Vietnam Trường Đại học Mỏ - Địa chất Email: hainh@biendongpoc.com.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2022.05-02 Tóm tắt Trong cơng tác thiết kế thi công giếng khoan, việc đánh giá lựa chọn hệ dung dịch khoan có vai trò quan trọng, đặc biệt giếng khoan có điều kiện địa chất phức tạp (như nhiệt độ cao, áp suất cao) giếng khoan qua vỉa sản phẩm có chứa loại khí chua Đối với giếng khoan có vỉa sản phẩm chứa hàm lượng khí CO2 cao, q trình thi cơng, khí CO2 từ vỉa xâm nhập vào dung dịch giếng, phản ứng hóa học với nước thành phần từ chất phụ gia khác… Hiện tượng làm thay đổi tính chất hệ dung dịch khoan sử dụng (như tỷ trọng dung dịch, độ nhớt tính lưu biến), khiến thông số chế độ khoan bị sai lệch nguyên nhân gây cố q trình thi cơng Bài báo đề xuất phương án lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp sử dụng q trình thi cơng khoan qua giếng khoan có hàm lượng khí CO2 cao bể Sơng Hồng để góp phần giảm thiểu rủi ro nâng cao hiệu thi công khoan Từ khóa: CO2, dung dịch khoan gốc dầu, dung dịch khoan gốc nước, tỷ trọng dung dịch, tính lưu biến, độ thải nước, bể Sông Hồng Giới thiệu Trong trình thiết kế giếng khoan, việc lựa chọn hệ dung dịch khoan sử dụng cho công đoạn khoan tùy thuộc vào tính chất địa tầng khoan qua, gồm nhiệt độ, áp suất cột địa tầng Ngoài ra, giếng khoan thăm dò, thẩm lượng có khả chuyển đổi thành giếng khai thác tính chất chất lưu vỉa sản phẩm gồm thành phần khí chua (như CO2, H2S) tính đến nhằm xác định độ ăn mịn kim loại thiết bị lòng giếng ống chống khai thác Tuy nhiên, ảnh hưởng thành phần khí chua vỉa chứa đến q trình thi cơng khoan chưa ý, đặc biệt cấu tạo có hàm lượng khí CO2 cao Thành phần khí chua xâm nhập vào dung dịch khoan giếng khoan tạo phản ứng hóa học làm thay đổi tính chất hệ dung dịch khoan sử dụng, nguyên nhân gây nên cố lớn phun trào dầu khí, kẹt cột cần khoan giảm hiệu thi công khoan Ngày nhận bài: 16/5/2022 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 16 - 20/5/2022 Ngày báo duyệt đăng: 20/5/2022 10 DẦU KHÍ - SỐ 5/2022 Theo nghiên cứu phân bố khí CO2 vỉa dầu khí Việt Nam thực gần đây, thấy hàm lượng khí CO2 giảm dần từ Bắc vào Nam hàm lượng lớn xác định từ phân tích mẫu khí giếng khoan bể Sơng Hồng - có cấu tạo phát hàm lượng khí CO2 lên đến 99% (như Quả Mít Vàng Lơ 114, Cá Voi Xanh Lơ 118) Trong đó, hàm lượng khí CO2 phát ghi nhận giếng khoan thuộc bể Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn Malay - Thổ Chu có giá trị 10% Về nguồn gốc hình thành khí CO2, theo lý thuyết khí CO2 tạo q trình hình thành biến đổi trầm tích carbonate biển, q trình biến đổi vật chất hữu cơ, trình biến đổi chất nhiệt khối dung nham xâm nhập qua tập trầm tích chứa than… Kết phân tích mẫu khí phương pháp sử dụng tham số đồng vị carbon -13 (13C) giếng khoan thực cho thấy cấu tạo có hàm lượng khí CO2 10% thường có nguồn gốc từ biến đổi vật chất hữu nhiệt Các cấu tạo có hàm lượng khí CO2 lớn 30% thường có nguồn gốc vơ cơ, hình thành từ phân hủy nhiệt carbonate/calcareous shale nguồn gốc từ manti xâm nhập PETROVIETNAM Như vậy, vào hàm lượng khí CO2 vỉa dầu khí nguồn gốc hình thành, phạm vi báo cấu tạo có chứa khí CO2 phân loại sau: - Hàm lượng CO2 thấp: < 10% - Hàm lượng CO2 trung bình: 10 - 30% - Hàm lượng CO2 cao: > 30% Dựa số liệu hàm lượng khí CO2 giếng khoan thực thềm lục địa Việt Nam (Bảng 1), dễ nhận thấy cấu tạo có hàm lượng khí CO2 cao chủ yếu phân bố khu vực bể Sông Hồng nơi vỉa sản phẩm chủ yếu đất đá carbonate Giới thiệu hệ dung dịch khoan Trong công tác thi công giếng khoan có hệ dung dịch khoan sử dụng gồm dung dịch khoan gốc nước, dung dịch khoan gốc dầu dung dịch khoan dạng khí Tuy nhiên, với thông số đầu vào điều kiện địa chất khả cung cấp thiết bị giàn khoan, giếng khoan Việt Nam chủ yếu sử dụng hệ dung dịch khoan dung dịch khoan gốc nước dung dịch khoan gốc dầu 2.1 Dung dịch khoan gốc nước (WBM) Là hệ dung dịch khoan sử dụng phổ biến nay, hệ dung dịch khoan sử dụng nước làm dung môi nên có giá thành rẻ, ảnh hưởng đến mơi trường Dung dịch khoan gốc nước chia thành loại khác dựa chức gồm: dung dịch khoan khơng có khả ức chế dung dịch khoan ức chế trương nở sét, nhiên loại dung dịch khoan sử dụng cho công đoạn khoan mở lỗ công đoạn có cột địa tầng khơng phức tạp Để thi công khoan qua địa tầng phức tạp, qua tầng sét có tính trương nở cao, dung dịch khoan polymer sử dụng với mục đích giữ ổn định thành giếng trì tính chất dung dịch khoan ảnh hưởng nhiệt độ Tuy nhiên, với giếng khoan có nhiệt độ đáy giếng cao, áp suất cao, thơng số dung dịch khoan thay đổi trình khoan chống ống dẫn đến cố kẹt cột cần khoan ống chống, phun trào dầu khí Bảng Hàm lượng CO2 cấu tạo thềm lục địa Việt Nam TT Lô/cấu tạo 103-H-1X 104-QMV-1X 106-HR-1, 2X 106-YT-1X 106-HL-1X 111-HE-1X 112-HO-1X 112-BT-1X 112-VGP BT-1X 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 113-BV-1X 113-BD-1X 115-A 117-STB 118-CVX 119-CH 05.1b, c - DN 05.1b, c - SV 06.1 - PLDCC 46-HM 15.1 STV/STD Độ sâu (mTVDSS) 3.690 3.695 1.780 1.930 2.532 1.262 1.440 4.020 2.775 3.493 1.500 1.550 3.131 - 3.496 2.295 - 2.612 1.580 - 1.638 1.456 - 1.552 3.246 - 3.800 3.192-3.536 3.486 1.895 CO2 trung bình (%) 5,5 99 40 66 40 27,4 72 82 50 82,4 77,5 81,5 6 1,8 0,1 - 0,3 Vỉa chứa Móng carbonate Móng carbonate Móng carbonate Móng carbonate Móng carbonate Miocene sớm Miocene Miocene sớm Oligocene muộn Miocene sớm Devon Pliocene Pliocene Miocene sớm - Oligocene Miocene Miocene sớm - Miocene Móng carbonate Miocene Miocene Oligocene Miocene sớm Móng Phương pháp xác định DST DST DST DST DST DST DST DST DST MDT DST MDT RFT RFT RFT DST DST DST DST DST Khai thác DẦU KHÍ - SỐ 5/2022 11 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Hệ dung dịch khoan gốc dầu sử dụng để khắc phục nhược điểm mà dung dịch khoan gốc nước không đáp ứng yêu cầu khoan qua địa tầng đất đá phức tạp hệ dung dịch khoan có tính ổn định cao điều kiện nhiệt độ cao, khả ức chế trương nở tầng sét tốt, khả vận chuyển mùn khoan làm mát dụng cụ khoan tốt Nhược điểm hệ dung dịch khoan ảnh hưởng đến môi trường, giá thành cao cần trang bị thêm thiết bị xử lý mùn khoan Với yêu cầu vấn đề bảo vệ môi trường, phủ Việt Nam quan chức qui định cho phép sử dụng dung dịch khoan gốc dầu từ loại dung môi Neoflo 1-58 hoạt động khoan tìm kiếm thăm dị, thẩm lượng khai thác lãnh thổ Việt Nam xâm nhập khí CO2 dung dịch khoan trình phức tạp HCO3- CO32 tồn dung dịch khoan tùy thuộc vào pH Phương thức phổ biến kết tủa carbonate Ca++ thông qua phản ứng hóa học (4) (5): 100 60 40 20 HCO3- 10 12 14 Hình Mối quan hệ pH H2CO3, (CO3)2- , HCO3- [2] Khối lượng Lime (Ib/bbl) 1.0 2.0 3.0 4.0 6.0 8.0 10.0 100 80 60 40 Pf (cm3) 20 10 H2CO3 + OH- ↔ HCO3- + H2O (2) HCO3- ↔ CO32- + H2O (3) 0,2 Mối quan hệ pH diện H2CO3, (CO3)2-, HCO3- thể Hình DẦU KHÍ - SỐ 5/2022 HCO3- pH 0,8 0,6 0,4 12 CO32- HCO3- Dung dịch khoan hỗn hợp gồm nước chất phụ gia pha trộn theo tỷ lệ định để đạt thông số kỹ thuật theo u cầu Khi có khí CO2 xâm nhập vào giếng khoan từ thành hệ, phản ứng với nước xảy sau: Từ đồ thị Hình 1, pH dung dịch khoan từ - 11, khoảng pH phổ biến dung dịch khoan gốc nước, dung dịch khoan tồn carbonate bicarbonate Loại bỏ (5) Tăng độ mặn làm dịch chuyển đường cong sang trái 3.1.1 Ảnh hưởng CO2 hệ dung dịch khoan gốc nước Sự chuyển hóa từ acid carbonic nước thành ion bicarbonate HCO3- carbonates CO32tùy thuộc vào pH dung dịch khoan thông qua phản ứng (2) (3): Ca++ + HCO3- ↔ Ca(HCO3)2 H2CO3 80 3.1 Lý thuyết ảnh hưởng CO2 đến tính chất hệ dung dịch khoan (1) (4) Dựa tính chất này, lime - Ca(OH)2 thường sử dụng để loại bỏ xâm nhập CO2 dựa đặc tính: (i) cung cấp ion Đánh giá ảnh hưởng khí CO2 đến tính chất dung dịch khoan CO2 + H2O ↔ H2CO3 Ca++ + CO32- = CaCO3 Ca(HCO3)2 - calcium bicarbonate hợp chất hòa tan dung dịch khoan, để loại bỏ bicarbonate, dung dịch khoan phải trì pH lớn 10 Tỷ lệ (%) 2.2 Dung dịch khoan gốc dầu (SBM) 10 13 60 100 200 300 600 1.000 H2CO3 (milimoles/liter) Khối lượng Gypsum yêu cầu (lb/bbl) Hằng số pH 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.5 8.0 10.0 Khối lượng Lime yêu cầu (lb/bbl) 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.5 8.0 10.0 Hình Đồ thị hàm lượng lime gypsum [2] PETROVIETNAM Ca++, (ii) đồng thời tạo môi trường pH cho dung dịch khoan khoảng yêu cầu từ 10,3 - 11,3 mơi trường lớn 10,5 phản ứng xà phịng hóa xảy Do lime (vơi) có khả làm tăng pH dung dịch khoan lớn 11,5, điều khơng có lợi cho hợp chất polymer dung dịch khoan làm việc, thực tế có sử dụng lime gypsum (thạch cao) để loại bỏ CO2, không làm tăng pH tới ngưỡng cao gây bất lợi cho polymer chất bôi trơn thành phần dung dịch khoan 3.1.2 Ảnh hưởng CO2 hệ dung dịch khoan gốc dầu Tính tốn cho hàm lượng lime gypsum mơ tả thơng qua đồ thị Hình để xử lý xâm nhập khí CO2 tính chất dung dịch khoan bị tác động khí CO2 xâm nhập SWR = S/(S + W) Trong đó, Pf thể tích H2SO4 0.02N để chuẩn độ làm giảm pH dung dịch khoan tới 8,3 sử dụng chất thị phenolphthalein Với trường hợp Pf nhỏ ml H2SO4 0.02N, ảnh hưởng khí CO2 khơng đáng kể Ở phía ngược lại, Pf cho kết lớn ml H2SO4 0.02N, kết luận xâm nhập CO2 dung dịch khoan đáng kể, ảnh hưởng tiêu cực tới tính chất dung dịch Ảnh hưởng hệ dung dịch khoan gốc nước sử dụng khoan qua hệ tầng có hàm lượng CO2 cao sau: - Dung dịch khoan gốc nước amine high perfomance (amine HP): Với có mặt polyamine chất ức chế trương nở sét, tính chất tự nhiên pH 3% thể tích dung dịch khoan khoảng từ - 10 Trong điều kiện thí nghiệm, có mặt polyamine hỗ trợ tính ổn định dung dịch khoan tác động khí CO2 - Dung dịch khoan gốc nước lime (sử dụng lime Ca(OH)2 hòa tan pha nước) có ưu điểm Ca++ ln trì ổn định Dưới tác dụng Ca(OH)2, dung dịch khoan loại bỏ hoàn toàn CO2 dạng kết tủa CaCO3 cách trì độ pH ngưỡng lớn 11 - Dung dịch khoan gốc nước CaCl2 (sử dụng CaCl2 hịa tan pha nước) có ưu điểm Ca++ ln trì ổn định Để loại bỏ hoàn toàn CO2 dạng kết tủa CaCO3, pH dung dịch khoan phải trì ngưỡng lớn 11 xút (NaOH) Với yêu cầu này, polymer dung dịch khoan có chức kiểm soát độ nhớt, lưu biến độ thải nước phản ứng với nhóm OH-; tác động trở nên tiêu cực với giếng có nhiệt độ cao Mặt khác, chất bơi trơn có chất ester bị tính chất giảm chức pH Trong pha lỏng dung dịch khoan gốc dầu gồm thành phần chính: pha dầu (pha ngoài) pha nước (pha phân tán) Tỷ lệ dầu/nước tính theo cơng thức (6) sau: (6) Trong SWR: Tỷ lệ dầu nước; S: Thể tích pha dầu dung dịch khoan; W: Thể tích pha nước dung dịch khoan Bên cạnh đó, để pha nước (và pha rắn) phân tán vào pha dầu dạng nhũ tương, chất phụ gia tạo nhũ trộn vào dung dịch khoan Để phụ gia tạo nhũ tương làm việc, trước hết chất phụ gia tạo nhũ phải phản ứng với chất phụ gia lime Ca(OH)2 để hình thành phần phân cực, liên kết với ion Ca++ pha nước Phần cịn lại khơng phân cực liên kết pha dầu Do đó, chất tự nhiên, dung dịch khoan gốc dầu trì lượng lime Ca(OH)2, tồn dạng pha rắn chưa phản ứng hết với chất tạo nhũ, gọi “lượng dư lime”, chuẩn độ thông qua H2SO4 0.02N, dùng thị phenolphathalein Ngoài ra, calcium chloride thường thêm vào pha nước để đảm bảo tính chất ức chế trương nở sét trình khoan Với tính chất trên, sử dụng dung dịch khoan gốc dầu cho giếng khoan có hàm lượng CO2 cao, khí CO2 acid bị trung hịa lime tạo thành kết tủa theo phương trình phản ứng (7) sau: CO2 + Ca(OH)2 = CaCO3 + H2O (7) Do “lượng dư lime” xác định trì cách thêm vào dung dịch khoan, lượng lime ln đảm bảo dư để phản ứng với khí acid từ vỉa Có điểm quan trọng lime khơng có tác động tiêu cực với thành phần khác dung dịch khoan gốc dầu so sánh với gốc nước, hàm lượng lime ln trì mức ppb lớn khoan với mơi trường có khí CO2 cao Do đó, dung dịch khoan gốc dầu, mặt kỹ thuật phù hợp để khoan cho mơi trường có xuất khí CO2 DẦU KHÍ - SỐ 5/2022 13 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 3.2 Xác định ảnh hưởng CO2 phương pháp thực nghiệm Căn vào lý thuyết ảnh hưởng CO2 đến tính chất dung dịch khoan sử dụng giếng khoan, tác giả đề xuất phương pháp thí nghiệm bơm khí CO2 vào bình chứa dung dịch khoan áp dụng điều kiện tương tự điều kiện giếng khoan thực tế Sự thay đổi tính chất hệ dung dịch khoan gồm thơng số ảnh hưởng đến chế độ khoan, khả phun trào ghi lại theo thời gian Theo số liệu nghiên cứu nguồn gốc, hàm lượng phân bố khí CO2 thềm lục địa Việt Nam, cấu tạo có hàm lượng CO2 cao chủ yếu phân bố bể Sông Hồng, thông số kỹ thuật đầu vào để thực thí nghiệm số liệu giếng khoan khu vực 3.2.1 Thời gian thực Thời gian thực thí nghiệm theo điều kiện thực tế hoạt động khoan Trong q trình thi cơng, dung dịch khoan tuần hoàn liên tục điều chỉnh thông số kỹ thuật bể chứa trước bơm tuần hoàn trở lại giếng khoan Do vậy, hoạt động đo địa vật lý giếng khoan thời gian dung dịch khoan tiếp xúc với khí CO2 từ vỉa chứa lâu Tùy thuộc vào mục đích giếng khoan mà thời gian đo địa vật lý thay đổi, nhiên thông thường từ - 14 ngày Do vậy, phạm vi báo, giả thiết thời gian thực công việc đo địa vật lý giếng khoan trung bình ngày 3.2.2 Các giả thiết lựa chọn thông số dung dịch khoan thực thí nghiệm Mẫu dung dịch khoan tích 350 ml chứa bình thủy tinh kín với thể tích tiêu chuẩn 500 ml Trong đó, khí CO2 bơm vào bình với áp suất bơm 120 psi dựa giả thiết sau: - Áp suất bơm CO2 vào bình dung dịch 120 psi: chênh áp 0,2 ppg tượng swabbing gây hoạt động kéo thả thiết bị đo địa vật lý giếng khoan tương đương áp suất độ sâu 3.600 mTVD; 14 DẦU KHÍ - SỐ 5/2022 - Khí CO2 bơm vào bình sau 24 giờ; - Nhiệt độ bình chứa 80oC: Trong trình khoan, giếng khoan tuần hoàn dung dịch khoan nên nhiệt độ đáy giếng trung bình 40oC Tuy nhiên, sau thời gian ngừng tuần hoàn, nhiệt độ dung dịch khoan tăng ảnh hưởng địa nhiệt, 80oC giá trị trung bình q trình thí nghiệm ngày từ bắt đầu kết thúc đo địa vật lý giếng khoan; Bảng Hàm lượng tỷ lệ thể tích dung dịch khoan sử dụng cho thí nghiệm Mẫu 1: Dung dịch khoan gốc nước calcium chloride Thành phần Calcium chloride (CaCl2) Nước khoan Magnesium oxide (MgO) Phụ gia tăng độ nhớt (flovis) Chất giảm độ thải nước (flotrol) Chất ức chế glycol (glydril MC) Phụ gia hòa tan acid (CaCO3 F) Chất giảm độ thải nước (mix II F) Chất tăng tỷ trọng (barite) Lime (Ca(OH)2) Hàm lượng (lb/thùng) 87,87 250 1 17,5 50 0,6 Thể tích (%) 18,1 71,4 0,1 0,2 1,1 0,5 0,1 3,4 0,3 Mẫu 2: Dung dịch khoan gốc nước lime Thành phần Nước khoan Phụ gia điều chỉnh pH (NaOH) Bentonite Chất ổn định độ nhớt (spersene CF) Phụ gia tăng độ nhớt (flovis) Chất giảm độ thải nước (flotrol) Chất ức chế glycol (glydril MC) Phụ gia hòa tan acid (CaCO3 F) Chất giảm độ thải nước (mix II F) Chất tăng tỷ trọng (barite) Lime (Ca(OH)2) Hàm lượng (lb/thùng) 289,18 0,2 10 6 17,5 80 Thể tích (%) 82,6 0,2 1,1 3,2 0,2 1,1 0,5 0,1 5,4 0,6 Mẫu 3: Dung dịch khoan gốc nước amine high perfomance Thành phần Nước khoan Potassium chloride (KCl) Chất tăng độ pH (soda ash) Phụ gia tăng độ nhớt (duovis) Phụ gia ức chế (ultrahib) Phụ gia chống dung dịch (pac uL) Chất tăng vận chuyển mùn khoan (ID CAP) Phụ gia hòa tan acid (CaCO3 F) Chất giảm độ thải nước (mix II F) Chất tăng tỷ trọng (barite) Lime (Ca(OH)2) Hàm lượng (lb/thùng) 297,16 40 0,5 10,5 1,5 57,5 0,49 Thể tích (%) 84,9 5,7 0,3 0,4 0,7 0,5 0,5 0,1 3,9 0,2 PETROVIETNAM hiện, hệ dung dịch khoan gốc nước gốc dầu sử dụng khu vực Do vậy, loại dung dịch khoan sử dụng cho thí nghiệm Bảng Mẫu 4: Dung dịch khoan gốc dầu megadrill SBM Thành phần Dung môi gốc dầu - Neoflo 1-58 Phụ gia tăng độ nhớt (Versagel HT) Phụ gia tăng độ nhớt (VG plus) Lime - Ca(OH)2 Chất tạo nhũ tương (One mul) Nước khoan Calcium chloride (CaCl2) Chất giảm độ thải nước (Versatrol M) Chất giảm độ thải nước (Novatec F) Phụ gia hòa tan acid (CaCO3 F) Phụ gia chống dung dịch (vinseal F) Chất tăng tỷ trọng (barite) Hàm lượng (lb/thùng) 164,71 2,5 20 12 71 24 107 Thể tích (%) 60,3 0,4 0,8 2,6 3,6 20,3 1,6 0,3 0,5 0,2 7,3 3.3 Kết thực nghiệm thí nghiệm xác định ảnh hưởng khí CO2 đến tính chất hệ dung dịch khoan Bảng Các thơng số hệ dung dịch khoan trước thí nghiệm Hệ dung dịch khoan Dung dịch khoan gốc nước - CaCl2 Dung dịch khoan gốc nước - lime Dung dịch khoan gốc nước - amine HP Dung dịch khoan gốc dầu - megadrill SBM Mẫu 4-SBM 24 Tỷ trọng (ppg) Tính lưu biến RPM PV (cp) 10 12 10 YP (lb/10 0ft2) 10” YP (lb/10 0ft2) Độ thải nước (cc) 21 28 10 6,6 12 18 23 10 10 14 26 38 11 3,2 10 12 20 22 10 1,6 Mẫu 3-Amine HP Mẫu 2-Lime 48 72 96 120 Mẫu 1- CaCl2 144 168 11 Tỷ trọng dung dịch (ppg) 10,5 10 9,5 9,0 Thời gian thí nghiệm (giờ) 8,5 Hình Biểu đồ ảnh hưởng tỷ trọng dung dịch khoan - Tỷ trọng dung dịch khoan sử dụng 10 ppg, vào áp suất vỉa trung bình bể Sơng Hồng 3.2.3 Dung dịch khoan sử dụng Căn vào địa tầng điều kiện địa chất giếng khoan bể Sông Hồng, tài liệu tham khảo từ giếng khoan thực Tính chất hệ dung dịch khoan thể qua nhiều thông số kỹ thuật có số mang tính định đến hiệu làm việc hệ dung dịch khoan q trình sử dụng Trong phạm vi thí nghiệm, tập trung đánh giá thay đổi thông số kỹ thuật hệ dung dịch khoan để đưa kết luận việc lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp cho giếng khoan có hàm lượng khí CO2 cao Các thơng số hệ dung dịch khoan trước thí nghiệm Bảng 3.3.1 Ảnh hưởng tỷ trọng dung dịch khoan (MW) Với giá trị tỷ trọng dung dịch khoan ban đầu 10 ppg trước thực thí nghiệm, giá trị thay đổi theo thời gian thể Hình Qua biểu đồ cho thấy dung dịch khoan gốc dầu SBM hệ dung dịch khoan có tỷ trọng tăng theo thời gian Tất hệ dung dịch khoan gốc nước có tỷ trọng giảm theo thời gian, cường độ giảm tùy thuộc vào loại dung dịch khoan Trong đó, hệ dung dịch khoan amine HP có cường độ giảm nhỏ với giá trị 0,3 ppg ngày Với tiêu chuẩn lựa chọn dung dịch khoan giếng khoan thăm dò, thẩm lượng có tỷ trọng > 0,5 ppg so với áp suất vỉa có loại dung dịch SBM amine HP đáp ứng tiêu chí an tồn phịng chống phun trào q trình khoan 3.3.2 Ảnh hưởng tính lưu biến Tính lưu biến dung dịch khoan đặc trưng cho khả vận chuyển mùn khoan làm giếng khoan khả giữ mùn khoan trạng thái lơ lửng ngừng tuần DẦU KHÍ - SỐ 5/2022 15 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 24 48 Mẫu 3-Amine HP 72 Mẫu 2-Lime 96 120 Mẫu 1-CaCl2 144 Thời gian thí nghiệm (giờ) 168 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 Mẫu -SBM 24 48 72 96 120 144 168 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Hình Ảnh hưởng giới hạn chảy (YP) 24 48 72 Mẫu -Lime 96 120 Mẫu 1-CaCl2 144 Thời gian thí nghiệm (giờ) 168 10 Hình Ảnh hưởng độ thải nước (Fluild Loss - FL) hoàn Dung dịch khoan đạt hiệu cao giá trị ổn định suốt thời gian thí nghiệm Kết thí nghiệm cho thấy tính lưu biến dung dịch khoan gốc nước amine HP biến đổi suốt thời gian thí nghiệm nằm khoảng hiệu suất cao Tương tự, dung dịch khoan gốc dầu SBM, hệ dung dịch khoan đạt yêu cầu kỹ thuật điều kiện nhiễm khí CO2 hàm lượng cao Dung dịch khoan gốc nước lime CaCl2 có thay đổi lớn tính lưu biến dẫn đến dung dịch khoan 16 DẦU KHÍ - SỐ 5/2022 Mẫu 1-CaCl2 144 168 26 21 16 11 Thời gian thí nghiệm (giờ) Mẫu -SBM 24 Mẫu -Amine HP 48 72 Mẫu -Lime 96 120 Mẫu 1- CaCl2 144 168 35 30 25 20 15 10 Thời gian thí nghiệm (giờ) Hình Ảnh hưởng giới hạn chảy (10” YP) Độ thải nước (cc/30mins) Mẫu -Amine HP 120 31 Mẫu 1-CaCl2 Thời gian thí nghiệm (giờ) Mẫu -SBM Mẫu -Lime 10" YP (lb/100ft2) 24 Mẫu 2-Lime 96 Hình Ảnh hưởng giá trị 6RPM Giới hạn chảy YP (Cp) Mẫu 3-Amine HP 72 36 Hình Ảnh hưởng độ nhớt dẻo (PV) Mẫu -SBM Mẫu -Amine HP 48 RPM Mẫu 4-SBM PV (Cp) không hiệu trình làm giếng khoan gây nên tượng kẹt cột cần khoan mùn khoan lắng đọng 3.3.3 Ảnh hưởng độ thải nước Giá trị độ thải nước (cc/30mins) đặc trưng cho khả thải nước tạo filter cake thành giếng khoan Dung dịch khoan đạt hiệu cao giá trị độ thải nước nhỏ Căn vào kết thí nghiệm cho thấy dung dịch khoan gốc nước amine HP lime có giá trị độ thải nước nhỏ tính chất dung dịch khoan biến đổi suốt thời gian thí nghiệm nằm khoảng hiệu suất cao Dung dịch khoan gốc dầu SBM có giá trị độ thải nước nhỏ biến đổi không lớn Do vậy, hệ dung dịch khoan đạt yêu cầu kỹ thuật điều kiện nhiễm khí CO2 hàm lượng cao Dung dịch khoan gốc nước CaCl2 có giá trị độ thải nước lớn từ ban đầu, ngồi có thay đổi lớn khiến dung dịch khoan làm ảnh hưởng đến tính chất vỉa, gây tượng kẹt cột cần khoan có độ dày vỏ bùn (mud cake) thành giếng khoan lớn PETROVIETNAM Kết luận kiến nghị Căn vào kết thí nghiệm hệ dung dịch khoan điều kiện giếng khoan có hàm lượng CO2 cao, kết luận tính ổn định hệ dung dịch khoan sau: - Dung dịch khoan gốc dầu - megadrill SBM hệ dung dịch khoan có tính ổn định cao điều kiện giếng khoan nhiễm khí CO2 Tỷ trọng dung dịch khoan thay đổi theo chiều hướng tăng nhẹ kết thúc ngày, yếu tố quan trọng việc giảm thiểu rủi ro phun trào khí, dầu giếng khoan có áp suất vỉa cao Ngồi ra, đặc tính lưu biến ổn định điều kiện nhiệt độ thời gian tiếp xúc Trong trường hợp hàm lượng khí CO2 cao giá trị dự đốn, sử dụng lime chất phụ gia để trung hòa lượng CO2 mà không ảnh hưởng đến hiệu suất hệ dung dịch khoan - Dung dịch khoan amine HP hệ dung dịch khoan có tính ổn định hệ dung dịch khoan gốc dầu Trong điều kiện giếng khoan nhiễm khí CO2, tỷ trọng dung dịch khoan có xu hướng giảm với cường độ không lớn, giá trị giảm khoảng 3% sau ngày nhiễm khí CO2 gây ảnh hưởng đến rủi ro phun trào giếng khoan Các đặc tính lưu biến ổn định tiếp xúc với nhiệt độ thời gian; có số yếu tố biến đổi nhẹ sau 24 sau ổn định suốt thời gian thí nghiệm Độ thải nước tăng theo thời gian nằm giới hạn cho phép Nhìn chung, hệ dung dịch khoan amine HP làm việc tốt mơi trường giếng khoan có hàm lượng CO2 cao, trường hợp cần thiết sử dụng phụ gia Ca(OH)2 để trung hòa Tuy nhiên, cần ý lượng phụ gia Ca(OH)2 thêm vào dung dịch khoan để tránh xảy tượng kết tủa tác động đến hiệu suất hệ dung dịch khoan - Dung dịch khoan lime hệ dung dịch khoan có tính ổn định hệ dung dịch khoan Trong điều kiện giếng khoan nhiễm khí CO2 với nhiệt độ 80oC tỷ trọng dung dịch khoan có xu hướng giảm với cường độ trung bình Ngồi ra, tính lưu biến dung dịch khoan có xu hướng tăng lên theo thời gian đến 72 sau giảm dần với cường độ lớn, độ thải nước khơng trì tính ổn định tăng theo thời gian Để sử dụng hệ dung dịch khoan gốc lime cho giếng khoan hàm lượng CO2 cao, việc bổ sung chất phụ gia có tác dụng ổn định tính lưu biến, độ thải nước yêu cầu mang tính bắt buộc; nhiên việc hiệu chỉnh tỷ trọng dung dịch khoan barite dẫn đến việc tăng giá thành hệ dung dịch khoan - Dung dịch khoan CaCl2 hệ dung dịch khoan có tính ổn định hệ dung dịch khoan thí nghiệm Trong điều kiện giếng khoan nhiễm khí CO2, tỷ trọng dung dịch khoan có xu hướng giảm với cường độ lớn, giá trị giảm khoảng 13% sau ngày nhiễm khí CO2 Đây nhân tố gây nên tượng phun trào gây an toàn cơng tác khoan Tính lưu biến độ thải nước hệ dung dịch khoan tăng nhanh sau 12 (sau ổn định suốt thời gian thí nghiệm) yếu tố khơng ổn định ảnh hưởng đến tính chất tồn hệ dung dịch khoan Nhìn chung, với cơng thức sử dụng cần có thêm chất phụ gia khác để ổn định tính chất hệ dung dịch khoan chất làm lỗng/khử chất kết tụ trường hợp dự đốn có dịng khí CO2 xâm nhập - Trong điều kiện tỷ trọng dung dịch khoan khoảng 10 ppg giá thành trung bình hệ dung dịch khoan sau: dung dịch khoan gốc dầu SBM megadrill 250 - 280 USD/thùng, dung dịch khoan gốc nước amine HP 80 - 100 USD/thùng, dung dịch khoan gốc nước lime 60 - 90 USD/thùng, dung dịch khoan gốc nước CaCl2 60 80 USD/thùng Trên sở kết thí nghiệm ảnh hưởng tính chất hệ dung dịch khoan sử dụng cho giếng khoan có hàm lượng CO2 cao hiệu kinh tế thể thơng qua giá thành dung dịch khoan, lựa chọn hệ dung dịch khoan sau cho giếng khoan thăm dò, thẩm lượng khai thác bể Sông Hồng: - Đối với giếng khoan qua cấu tạo có áp suất - nhiệt độ thơng thường, có khả xảy tượng dung dịch khoan vỉa carbonate, hệ dung dịch khoan gốc nước amine HP đáp ứng yêu cầu thông số kỹ thuật sau nhiễm CO2 với hàm lượng cao Tỷ trọng dung dịch khoan giảm giới hạn an tồn sau ngày, tính lưu biến ổn định, độ thải nước giới hạn an toàn với giá thành thấp hệ dung dịch khoan gốc dầu Trong trường hợp này, kiến nghị sử dụng hệ dung dịch khoan amine HP để tăng hiệu dự án - Đối với giếng khoan cấu tạo có điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao (150oC, 10 psi) ảnh hưởng CO2, dung dịch khoan chịu ảnh hưởng nhiệt độ cao dẫn tới thay đổi tính chất, thơng số q trình khoan gây nên cố xâm nhập, phun trào dầu khí Trong trường hợp này, kiến nghị sử dụng dung dịch khoan gốc dầu (SBM) để giảm thiểu rủi ro cho trình thi cơng DẦU KHÍ - SỐ 5/2022 17 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Tài liệu tham khảo [1] Trần Châu Giang, “Tìm hiểu nguồn gốc khí CO2 vỉa dầu khí thềm lục địa Việt Nam”, Tuyển tập Báo cáo Hội nghị Khoa học Công nghệ “Viện Dầu khí Việt Nam: 30 năm phát triển hội nhập” Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, trang 433 - 442, 2008 [2] MI SWACO, “102996648 AA M-I SOP CO2 contamination procedure”, Research and Engineering Technical Services Laboratory [3] Premier Oil Vietnam North B.V., “104-QMV-1X final well reports”, 2011 [4] Thomas Adebayo, Harrison Oluwaseyi, Thomas A., Olusoga Opeyemi, and Igweze Augusta, “Experimental study of the effects of CO2 gas kick on the properties waterbased drilling fluid”, International Journal of Engineering & Technology, Vol 11, No 4, pp 133 - 137, 2011 SELECTION OF DRILLING FLUID SYSTEM FOR WELLS WITH HIGH CO2 CONTENT IN SONG HONG BASIN Ngo Huu Hai1, Nguyen Trong Tai2, Nguyen The Vinh3, Truong Van Tu3 Bien Dong Petroleum Operating Company Zarubezhneft E&P Vietnam Hanoi University of Mining and Geology Email: hainh@biendongpoc.com.vn Summary The selection of drilling fluid systems for wells to be drilled plays a vital role in designing and operations, especially for wells that penetrate through challenging geological conditions or through reservoirs containing sour gas For reservoirs with high CO2 content, during the drilling operations, CO2 gas from the reservoir will influx into the well which causes chemical reactions between CO2 and chemicals used in the mud systems, leading to changes of their properties such as density, viscosity and rheology These changes lead to incorrect drilling parameters, which can cause problems during operations The article proposes an option to select a suitable drilling fluid system for wells with high CO2 content in the Song Hong basin in order to reduce risks and improve the efficiency of drilling operations Key words: CO2, oil-based drilling fluid, water-based drilling fluid, solution density, rheology, water discharge, Song Hong basin 18 DẦU KHÍ - SỐ 5/2022 ... chất hệ dung dịch khoan sử dụng cho giếng khoan có hàm lượng CO2 cao hiệu kinh tế thể thông qua giá thành dung dịch khoan, lựa chọn hệ dung dịch khoan sau cho giếng khoan thăm dò, thẩm lượng khai... nghiệm hệ dung dịch khoan điều kiện giếng khoan có hàm lượng CO2 cao, kết luận tính ổn định hệ dung dịch khoan sau: - Dung dịch khoan gốc dầu - megadrill SBM hệ dung dịch khoan có tính ổn định cao. .. khoan Bảng Các thơng số hệ dung dịch khoan trước thí nghiệm Hệ dung dịch khoan Dung dịch khoan gốc nước - CaCl2 Dung dịch khoan gốc nước - lime Dung dịch khoan gốc nước - amine HP Dung dịch khoan